遲煥鵬，畢彩芹，單衍勝，胡志方

(中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 100083)

0 引 言

我國能源正朝著清潔低碳、安全高效、創(chuàng)新優(yōu)化的現(xiàn)代化能源結(jié)構(gòu)推進(jìn)。煤系地層中煤層、致密砂巖、泥頁巖等儲(chǔ)層蘊(yùn)含的豐富的天然氣是我國非常規(guī)天然氣的主要組成部分[1]，綜合勘探開發(fā)煤系地層中的非常規(guī)天然氣資源既能夠增加清潔能源的供應(yīng)，又能提高單井的利用率，還可以有效預(yù)防煤礦瓦斯事故[2-3]。我國目前發(fā)現(xiàn)的致密砂巖氣田均位于含煤盆地中[4]，在四川南部、貴州西部、沁水、鄂爾多斯等地區(qū)煤層群發(fā)育，煤層氣、頁巖氣和致密砂巖氣資源分布具有重疊特點(diǎn)[5-8]。

四川南部地區(qū)上二疊統(tǒng)宣威組和龍?zhí)督M是該地區(qū)的主要含煤地層，1 500 m以淺的煤層氣資源量占四川全省的82%，且煤層含氣量較高，具有良好的開發(fā)利用潛力[9-11]。本文以在該區(qū)內(nèi)所鉆的川高地1井所獲得的鉆井、地質(zhì)資料為基礎(chǔ)，對(duì)煤系地層巖芯樣品進(jìn)行實(shí)驗(yàn)分析，以獲得煤系地層的物性特征，最后對(duì)煤系地層非常規(guī)天然氣開發(fā)有利層位進(jìn)行了篩選和討論。

1 地質(zhì)與工程概況

川高地1井位于四川南部芙蓉礦區(qū)芙蓉井田深部，構(gòu)造上位于四川前陸盆地南緣的敘永-筠連疊加褶皺帶珙長(zhǎng)背斜南西翼西部，為單斜構(gòu)造，地層平緩，地層傾角12～18°，斷層不發(fā)育。研究區(qū)主要含煤地層為上二疊統(tǒng)宣威組和龍?zhí)督M，其煤層主要發(fā)育于宣威組中上段和龍?zhí)督M全部，含煤地層內(nèi)部為連續(xù)沉積，系陸相含煤建造或海陸交替相含煤構(gòu)造。

川高地1井自上而下鉆遇了第四系，三疊系嘉陵江組、飛仙關(guān)組，二疊系宣威組，峨眉山玄武巖組地層，鉆遇地層情況如圖1(a)所示。根據(jù)實(shí)際鉆遇地層和鉆井過程，嘉陵江組以灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r為主，飛仙關(guān)組以泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，宣威組以泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，并夾厚度不等的煤層；地層和煤層較為完整，巖溶、裂隙發(fā)育較差，地層巖石可鉆性較好。所鉆遇的宣威組煤系地層情況如圖1(b)所示，煤系地層厚度129.26 m，主要巖性為煤層、灰色-深灰色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、炭質(zhì)泥巖。

圖1 川高地1井鉆遇地層及煤系地層柱狀圖(資料來源：文獻(xiàn)[12])

川高地1井在煤層、暗色泥巖和致密砂巖等煤系地層氣測(cè)異常值較高，較為明顯的異常顯示8處(表1)。異?？偀N峰值13.78%～57.47%，峰基比12.19～36.84，特別是位于井段688.00～699.70 m的C6+7、C8煤層及所夾巖，總烴峰值高達(dá)57.47%。飛仙關(guān)組的致密砂巖也有良好的氣測(cè)顯示，全烴峰值較高。

2 煤巖煤質(zhì)特征

川高地1井所鉆遇的煤層的情況見表2。該地區(qū)含煤地層主要為上二疊統(tǒng)宣威組，共鉆遇煤層9層，總厚度為8.81 m，單層厚0.20～3.41 m。根據(jù)巖芯所觀測(cè)的宏觀煤巖特征，煤層均為原生結(jié)構(gòu)煤，煤體結(jié)構(gòu)完整。C6+7和C8煤?jiǎn)螌雍穸容^大，分別為3.41 m和1.69 m，兩層煤間距只有1.14 m，且?guī)r性組合較好，C6+7煤層頂板為飛仙關(guān)組致密的泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥巖，C8煤層底板主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖等，封隔條件較好。

表1 川高地1井主要?dú)鉁y(cè)異常顯示

資料來源：文獻(xiàn)[12]。

表2 川高地1井鉆遇煤層情況

資料來源：文獻(xiàn)[12]。

在晚二疊世初四川南部地區(qū)主要沉積了一套濱岸帶沖積平原碎屑巖。其中，工作區(qū)東部的龍?zhí)督M以海陸過渡相為主，而川高地1井所在的西部宣威組以陸相沉積為主[13]。宣威組主要發(fā)育了瀉湖潮坪相，自西向東沉積地層變化不大，沉積巖石類型以粉砂巖和泥巖為主，煤層連續(xù)性較好，該時(shí)期煤層西部發(fā)育較好，以黑色半暗型煤為主；瀝青光澤、玻璃光澤；細(xì)-中條帶結(jié)構(gòu)、層狀構(gòu)造。含煤地層上覆的飛仙關(guān)組屬淺濱-海相沉積，巖性主要是紫色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖，厚度穩(wěn)定，是良好的封蓋層。

煤的組分特征對(duì)煤的吸附能力起控制作用，川高地1井煤質(zhì)顯微組分見表3，各煤樣的顯微組分以有機(jī)組分為主，其中主要是鏡質(zhì)組。各煤樣的最大鏡質(zhì)組反射率位于大部分都大于2.5%，應(yīng)屬于高變質(zhì)煤中的半無煙煤和無煙煤[14]，主要原因是工作區(qū)上二疊統(tǒng)煤系地層未受到巖漿侵入影響，煤的變質(zhì)作用主要受較深處地?zé)岷蜕细矌r石壓力的影響。無機(jī)組分以黏土礦物和碳酸鹽巖為主，硫化物類含量較少。C6+7和C8煤層的無機(jī)組分含量最低，煤質(zhì)較好，吸附能力最強(qiáng)，C5、C9和C10三層煤的殼質(zhì)組含量接近40%，煤質(zhì)較差，吸附能力稍弱。

3 煤系地層物性

3.1 孔隙性

煤層的孔隙度、孔隙結(jié)構(gòu)與煤層的吸附性密切相關(guān)。對(duì)川高地1井巖芯樣品進(jìn)行分析，孔隙度范圍在7.21%～16.89%之間，平均孔隙度為12.20%，泥頁巖孔隙度最高達(dá)4.25%，孔隙度較高，說明煤系地層儲(chǔ)集性較好。

按照蘇聯(lián)學(xué)者霍多特對(duì)煤巖孔徑結(jié)構(gòu)的劃分方案，煤孔隙可分為微孔(小于10 nm)，小孔(10～100 nm)，中孔(100～1 000 nm)，大孔(大于1 000 nm)，其中吸附孔是指小于100 nm的微孔和小孔[16]。對(duì)所取的樣品采用低溫液氮吸附法進(jìn)行了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試，從表4的測(cè)試結(jié)果來看，平均孔徑在12.35～17.32 nm之間，孔隙以微孔為主，煤儲(chǔ)層的比表面積和孔體積較高，吸附能力均較高，且泥巖也具有一定的吸附能力，說明該地區(qū)的煤系地層具有較好的儲(chǔ)氣能力，尤其是C8和C10樣品，比表面積和孔體積在所有煤儲(chǔ)層樣品中最高，而且微孔是孔體積的主要貢獻(xiàn)，說明主力煤層C6+7和C8孔隙的吸附能力較強(qiáng)。

3.2 滲透性

煤巖楊氏模量低、泊松比高[17]，因此，煤儲(chǔ)層具有很強(qiáng)的應(yīng)力敏感性[17]。目前，在煤層氣勘探開發(fā)過程中，主要通過注入壓降試井來獲得煤儲(chǔ)層的滲透率。在川高地1井鉆探過程中，通過注入壓降法對(duì)連續(xù)分布的C1煤層、C6+7和C8煤層進(jìn)行了試井，注入時(shí)間12 h，壓降測(cè)試時(shí)間為24 h，解釋得到該井的結(jié)果如表5所示，從中可以看出，測(cè)試的煤層滲透率偏低，分析認(rèn)為是煤層孔隙直徑較小，連通性較弱所致。

表3 煤層的顯微組分特征

資料來源：文獻(xiàn)[15]。

表4 低溫液氮實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果

資料來源：文獻(xiàn)[15]。

表5 川高地1井滲透率測(cè)試分析結(jié)果

資料來源：文獻(xiàn)[12]。

3.3 儲(chǔ)層壓力

根據(jù)試井測(cè)試結(jié)果，川高地1井C1儲(chǔ)層壓力系數(shù)1.34～1.6，C6+7、C8儲(chǔ)層壓力系數(shù)1.18，均為超壓儲(chǔ)層。C1儲(chǔ)層破裂壓力為15.78～15.85 MPa，破裂壓力梯度2.40 MPa/100 m，閉合壓力14.56～14.61 MPa，閉合壓力梯度2.21 MPa/100 m，C6+7、C8儲(chǔ)層破裂壓力為18.68 MPa，破裂壓力梯度2.69 MPa/100 m，閉合壓力17.63 MPa，閉合壓力梯度2.53 MPa/100 m，破裂壓力和閉合壓力均屬于正常壓力范圍。

3.4 含氣量

川高地1井現(xiàn)場(chǎng)解吸煤巖樣品16件，空氣干燥基含氣量分布如圖2所示，可以看出主要煤層的含氣量均較高，且從圖中可以看出， C9～C12樣品所代表的C6+7煤層和C8煤層的含氣量最高。從圖3所示的空氣干燥基泥頁巖和致密砂巖含氣量分布圖看出，泥頁巖含氣量0.14～6.45 m3/t，平均2.85 m3/t；致密砂巖含氣量0.29～0.49 m3/t，平均0.38 m3/t，本井的泥頁巖也具有較高的含氣量。

煤層樣品解吸氣氣體組分主要為CH4，N2次之，含少量C2H6、C3H8、CO2和H2，其中CH4含量80.54%～98.25%，平均95.42%，N2含量0.55%～18.39%，平均3.23%。

3.5 吸附性

一般而言，蘭氏壓力和蘭氏體積常被用來評(píng)價(jià)煤儲(chǔ)層的吸附特性，蘭氏體積表示煤層氣儲(chǔ)層的最大可吸附量，蘭氏壓力是在吸附量達(dá)到最大吸附量的一半時(shí)的壓力。川高地1井等溫吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6，從表6可以看出，煤儲(chǔ)層的蘭氏體積為16.88～28.05 m3/t，平均值為22.51 m3/t，蘭氏體積較大，大量的微孔、小孔為甲烷氣體提供了更大的吸附空間，有利于甲烷氣體的吸附；蘭氏壓力為1.30～2.29 MPa，平均1.77 MPa，根據(jù)如式(1)所示臨界解吸壓力計(jì)算公式，計(jì)算出臨界解吸壓力(表6)。

(1)

式中：pcd為臨界解吸壓力；pL為蘭氏壓力；V為實(shí)際含氣量；VL為蘭氏體積。

圖2 煤巖含氣量柱狀圖

SH-泥頁巖；S-砂巖圖3 泥頁巖和砂巖含氣量柱狀圖

表6 川高地1井等溫吸附及含氣性結(jié)果

樣品編號(hào)煤層編號(hào)蘭氏體積VL/(m3/t)蘭氏壓力PL/MPa儲(chǔ)層壓力/MPa飽和吸附量/(m3/t)含氣量/(m3/t)臨界解吸壓力/MPa含氣飽和度/%臨/儲(chǔ)比C1C1煤層21.471.629.0818.2211.611.9163.720.21C4C5煤層16.881.497.8814.208.781.6261.830.20C8C6+7煤層28.052.177.8823.1812.101.6252.200.21C10C8煤層24.942.297.8819.3216.334.3484.520.55C15C10煤層21.191.307.1017.9111.981.6966.890.24

表6中，煤儲(chǔ)層壓力較高，臨界解吸壓力與儲(chǔ)層壓力之比(臨/儲(chǔ)比)為0.20～0.55，平均為0.28，臨/儲(chǔ)比相對(duì)較低，排采存在一定難度；但含氣飽和度位于52.20%～84.52%之間，平均為65.83%，含氣飽和度較高，具有一定開采價(jià)值。尤其是主力煤層C6+7和C8的含氣量較高，分別為12.10 m3/t和16.33 m3/t，蘭氏壓力也相對(duì)較高，尤其是C8煤層，臨/儲(chǔ)比達(dá)到了0.55，可采性較好。

4 分析與討論

通過對(duì)煤質(zhì)、煤系地層儲(chǔ)層物性的分析，從煤層單層厚度大，煤體結(jié)構(gòu)完整，煤質(zhì)有機(jī)組分含量高，地層含氣量高等角度看：C6+7和C8煤層的單層厚度大，分別為3.2 m和1.8 m，煤體結(jié)構(gòu)、煤質(zhì)最好，孔隙性、含氣量、蘭氏體積均最好，為主要有利目標(biāo)層；C1煤層總厚度為1.48 m，總厚度較大，單層厚度小，煤質(zhì)較差，中間夾兩層泥巖，可作為次要有利目標(biāo)層；C5煤層厚度小，煤質(zhì)差，蘭氏體積較小，不具有單獨(dú)開發(fā)的價(jià)值，但是該煤層上下的暗色泥頁巖具有較高的含氣量，可以探索煤系泥頁巖地層天然氣的開發(fā)潛力；飛仙關(guān)組氣測(cè)全烴較高的致密砂巖段是川南地區(qū)首次在飛仙關(guān)組1 000 m以淺發(fā)現(xiàn)氣測(cè)異常，且厚度較大，可以探索煤系致密砂巖地層的天然氣開發(fā)潛力。

5 結(jié) 論

采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的手段，對(duì)煤系地層的煤巖煤質(zhì)，孔隙性、滲透性、儲(chǔ)層壓力、含氣量和吸附性等物性特征進(jìn)行了分析，得到如下結(jié)論。

1) 川南地區(qū)煤系地層孔隙以微孔為主，比表面積和孔體積較大，煤系泥頁巖和致密砂巖層具有較好的孔隙性，有利于天然氣的聚集，尤其是C6+7和C8煤層的孔隙的吸附能力最強(qiáng)。煤系地層滲流孔隙發(fā)育較少，孔隙連通性差，需要采取儲(chǔ)層改造提高地層的滲透性。

2) 川南地區(qū)煤層含氣量較高，平均可達(dá)10 m3/t以上，C6+7煤層和C8煤層的含氣量最高，煤系泥頁巖層含氣量較高，氣體組分主要為CH4，平均含量達(dá)95%以上，煤系地層具有較好的非常規(guī)天然氣開發(fā)潛力。

3) C6+7和C8煤層的單層厚度大，煤體結(jié)構(gòu)、煤質(zhì)、孔隙性最好，含氣量、蘭氏體積均最高，為主要有利目標(biāo)層；C1煤層及泥頁巖夾層的儲(chǔ)層壓力較高，可作為次要有利目標(biāo)層；C5煤層及上下的暗色泥頁巖具有較高的含氣量，可以探索煤系泥頁巖地層天然氣的開發(fā)潛力；飛仙關(guān)組氣測(cè)全烴較高，且厚度較大，可以探索煤系致密砂巖地層的天然氣開發(fā)潛力。